2024年7月15日，国家发改委、能源局联合发布《煤电低碳化改造建设行动方案(2024-2027)》，提出加大节能降碳工作力度，统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设，通过生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存三种方式，到2025年首批项目全部开工，同时降碳20%，到2027年降碳50%，助力碳中和。

主要内容：一是我国煤电发展现状。截至2023年底，我国煤电装机容量约11.7亿千瓦，煤电以不足40%的装机占比，生产了全国近60%的电量，承担了70%的顶峰保供任务，碳排放量约占全国碳排放总量的40%，是降碳的重点领域。近年来，我国加快推进煤电“三改联动”，推动煤电清洁高效化利用。此次通过低碳化燃料改造和碳捕集利用与封存应用，可实现煤电从燃料、机组到排放的全流程降碳。二是生物质掺烧技术相对成熟。中国作为传统农业大国，以农林和农作物为代表的生物质产量相对丰富。我国从2004年就开始了大型煤粉炉耦合生物质相关实践，2018年，国家能源局、生态环境部下发了《关于燃煤耦合生物质发电技改试点项目建设的通知》，共有84个项目作为试点项目获批，但后续由于生物质价格升高、补贴退坡等原因，只有华电襄阳发电厂和大唐吉林长山热电厂完成改造。2020年，随着“双碳”目标的提出，加之2021年和2022年煤炭价格大涨，推动煤电耦合生物质发电技术和改造的快速发展。当前，国内掺烧技术主要为直燃耦合（将生物质燃料与燃煤直接混合入炉）和间接耦合（将生物质气化或热解成可燃气体与燃煤混合入炉）两种。直燃耦合改造成本最低，适用于含Na、K等碱金属含量较低的生物质原料；间接耦合改造成本略高，但燃料适应性广；近年来直燃耦合成为主流。三是绿氨掺烧技术尚处于起步阶段。全球合成氨产业主要为制造氮肥和复合肥料，约占合成氨总消费量的80％，其余多用作其他化工产品的原料，氨作为能源的研究尚处于起步阶段。2023年4月，由合肥综合性国家科学中 (略) 与皖能集团联合研发的燃煤电厂大比例（掺氨比达10-35%）、长时间、高稳定性掺氨燃烧降碳技术在现役300MW火电机组试验取得重大突破；2023年11月，国家能源集团广东台山电厂600MW燃煤发电机组实施了高负荷发电工况下煤炭掺氨燃烧试验，成为国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大机组。整体来看，通过绿氨掺烧技术，即可降低传统燃煤机组碳排放问题，也可在一定程度上解决“绿电”消纳和“绿氢”安全储运问题；同时，绿氨作为“液存气用”的燃料，且具有能量密度高、燃烧效率高、使用灵活性高的“三高”特点，可降低燃煤锅炉的改造成本，整体优势较大，但氨能产业化面临的最直接问题是如何低成本、规模化地生产“绿氨”。

简要分析：当前来看，要实现煤电低碳化改造建设后，掺烧生物质或绿氨的比例达到10%及以上，需要重点关注三个方面的问题。一是要关注掺烧改造的相关技术性问题。生物质普遍含有丰富的Na、K等碱金属和碱土金属，同时CL含量也较高，在高温下易挥发并粘结在锅炉受热面，导致结焦和高温腐蚀；同时，由于生物质的折算水分高、热值低，在掺烧过程中，高生物质掺烧比例会降低锅炉的理论燃烧温度，导致锅炉燃烧效率降低。氨气掺烧的首要问题是燃烧特性差，相对*烷、氢气等气体燃料，其热值较低、着火温度高、着火延迟时间长、火焰传播速度低，常温条件下，难以获得稳定的氨火焰；氨气燃烧另一个关键问题是氮氧化物排放风险，氨气含氮率高达82%，随着掺烧比例增至25%以上，锅炉氮氧化物排放明显提高。二是要关注掺烧改造的经济性问题。不同生物质燃料生产成本差异较大，?农业秸秆燃料成本约为300元/吨、?成型燃料（如花生壳、稻壳、木屑类）成本约为400-800元/吨，?生物质颗粒燃料（如松木颗粒类）成本达到约900元/吨，加之生物质燃料体积大、热值低等特点，如考虑长距离运输和生产加工将导致成本更高，因此，虽然我国煤电机组掺烧生物质燃料应用较早，但推广应用情况却与政策性补贴密切相关。氨燃料的价格受原材料成本和生产工艺影响，其中电价是影响绿氨价格的主要因素，当电价为*/度时，合成氨的成本约901元/吨，只有当电价为0元/度时，即使用可再生能源的“四弃”制氨时，绿氨成本才能与煤炭燃料（7月5500大卡动力煤港口现货价约850元/吨）相当；如按照等量热值替代计算，液氨的热值约为18.6MJ/kg，5500大卡煤炭的热值约为23MJ/kg，吨煤替代约需1.24吨液氨，即使“0”电价所制绿氨成本仍高于当前煤价，不具价格优势。三是要注意掺烧燃料的供应链保障问题。2023年我国电力行业动力煤消费量约25.9亿吨，按照10%等量掺烧替代约需要2.59亿吨的生物质或绿氨燃料，如按照等热值掺烧替代需求量将超过3.2亿吨。我国农林等废弃物年产量虽然超过10亿吨，但生物质颗粒产量仅为*吨左右，要将分散的农林废弃物制成可供燃用的生物质颗粒，需要庞大完善的产业链供应链支撑保障。同时，2023年我国绿氨产量为*吨，主要用作化肥生产，煤电掺烧用量需要新增供给，按照2023年我国风电利用率97.3%、光伏发电利用率98%估算，2023年我国弃风弃光电量约300亿度，如按照合成1吨氨约需消耗5500度电计算，2023年弃风弃光电量约能支撑合成绿氨*吨，较需求量有较大差距，需要在新能源-绿氨-煤电产业链布局上统筹安排。

相关建议：一是加快掺烧技术升级突破。针对当前生物质、绿氨燃料在煤电机组掺烧中存在的相关技术难题，组建煤电企业- (略) 所联合攻坚团队，形成“研发-中试-应用-推广”无缝衔接，实现技术研发与推广应用齐头并进。同时，在国家资金项目支持下，加强混合燃烧特性基础研究，从制粉系统、生物质煤粉燃烧器、氨煤两相混配技术、掺烧比例在线检测等方面升级混燃技术。二是加大政策扶持激励力度。在煤电掺烧低碳化改造初期，受生物质燃料和绿氨产业链供应链不完善影响，燃用成本偏高的问题将在一定时期内存在，需要加大政策扶持力度，同时对配套的产业链和供应链行业同步进行扶持，为后期通过规模化发展实现降本增效奠定基础。如完善生物质掺烧碳排放的计算和抵扣，对燃料绿氨进行适当补贴，激发企业参与积极性。三是加快原料供应基地建设。要结合煤电机组改造进程，加快建设一批生物质燃料和绿氨供应基地来缓解原料供应不足不稳问题。生物质燃料主要是采用“企业+农户+基地”的供应链组织模式，突出企业的主导作用，强化基地建设在供应调节的作用。绿氨主要依托西北地区沙漠、戈壁、荒漠等大型风电光伏基地，通过建立区域氨能中心，配套煤电项目率先实施绿氨掺烧示范。

2024年7月15日，国家发改委、能源局联合发布《煤电低碳化改造建设行动方案(2024-2027)》，提出加大节能降碳工作力度，统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设，通过生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存三种方式，到2025年首批项目全部开工，同时降碳20%，到2027年降碳50%，助力碳中和。

主要内容：一是我国煤电发展现状。截至2023年底，我国煤电装机容量约11.7亿千瓦，煤电以不足40%的装机占比，生产了全国近60%的电量，承担了70%的顶峰保供任务，碳排放量约占全国碳排放总量的40%，是降碳的重点领域。近年来，我国加快推进煤电“三改联动”，推动煤电清洁高效化利用。此次通过低碳化燃料改造和碳捕集利用与封存应用，可实现煤电从燃料、机组到排放的全流程降碳。二是生物质掺烧技术相对成熟。中国作为传统农业大国，以农林和农作物为代表的生物质产量相对丰富。我国从2004年就开始了大型煤粉炉耦合生物质相关实践，2018年，国家能源局、生态环境部下发了《关于燃煤耦合生物质发电技改试点项目建设的通知》，共有84个项目作为试点项目获批，但后续由于生物质价格升高、补贴退坡等原因，只有华电襄阳发电厂和大唐吉林长山热电厂完成改造。2020年，随着“双碳”目标的提出，加之2021年和2022年煤炭价格大涨，推动煤电耦合生物质发电技术和改造的快速发展。当前，国内掺烧技术主要为直燃耦合（将生物质燃料与燃煤直接混合入炉）和间接耦合（将生物质气化或热解成可燃气体与燃煤混合入炉）两种。直燃耦合改造成本最低，适用于含Na、K等碱金属含量较低的生物质原料；间接耦合改造成本略高，但燃料适应性广；近年来直燃耦合成为主流。三是绿氨掺烧技术尚处于起步阶段。全球合成氨产业主要为制造氮肥和复合肥料，约占合成氨总消费量的80％，其余多用作其他化工产品的原料，氨作为能源的研究尚处于起步阶段。2023年4月，由合肥综合性国家科学中 (略) 与皖能集团联合研发的燃煤电厂大比例（掺氨比达10-35%）、长时间、高稳定性掺氨燃烧降碳技术在现役300MW火电机组试验取得重大突破；2023年11月，国家能源集团广东台山电厂600MW燃煤发电机组实施了高负荷发电工况下煤炭掺氨燃烧试验，成为国内外完成掺氨燃烧试验验证的容量最大机组。整体来看，通过绿氨掺烧技术，即可降低传统燃煤机组碳排放问题，也可在一定程度上解决“绿电”消纳和“绿氢”安全储运问题；同时，绿氨作为“液存气用”的燃料，且具有能量密度高、燃烧效率高、使用灵活性高的“三高”特点，可降低燃煤锅炉的改造成本，整体优势较大，但氨能产业化面临的最直接问题是如何低成本、规模化地生产“绿氨”。

简要分析：当前来看，要实现煤电低碳化改造建设后，掺烧生物质或绿氨的比例达到10%及以上，需要重点关注三个方面的问题。一是要关注掺烧改造的相关技术性问题。生物质普遍含有丰富的Na、K等碱金属和碱土金属，同时CL含量也较高，在高温下易挥发并粘结在锅炉受热面，导致结焦和高温腐蚀；同时，由于生物质的折算水分高、热值低，在掺烧过程中，高生物质掺烧比例会降低锅炉的理论燃烧温度，导致锅炉燃烧效率降低。氨气掺烧的首要问题是燃烧特性差，相对*烷、氢气等气体燃料，其热值较低、着火温度高、着火延迟时间长、火焰传播速度低，常温条件下，难以获得稳定的氨火焰；氨气燃烧另一个关键问题是氮氧化物排放风险，氨气含氮率高达82%，随着掺烧比例增至25%以上，锅炉氮氧化物排放明显提高。二是要关注掺烧改造的经济性问题。不同生物质燃料生产成本差异较大，?农业秸秆燃料成本约为300元/吨、?成型燃料（如花生壳、稻壳、木屑类）成本约为400-800元/吨，?生物质颗粒燃料（如松木颗粒类）成本达到约900元/吨，加之生物质燃料体积大、热值低等特点，如考虑长距离运输和生产加工将导致成本更高，因此，虽然我国煤电机组掺烧生物质燃料应用较早，但推广应用情况却与政策性补贴密切相关。氨燃料的价格受原材料成本和生产工艺影响，其中电价是影响绿氨价格的主要因素，当电价为*/度时，合成氨的成本约901元/吨，只有当电价为0元/度时，即使用可再生能源的“四弃”制氨时，绿氨成本才能与煤炭燃料（7月5500大卡动力煤港口现货价约850元/吨）相当；如按照等量热值替代计算，液氨的热值约为18.6MJ/kg，5500大卡煤炭的热值约为23MJ/kg，吨煤替代约需1.24吨液氨，即使“0”电价所制绿氨成本仍高于当前煤价，不具价格优势。三是要注意掺烧燃料的供应链保障问题。2023年我国电力行业动力煤消费量约25.9亿吨，按照10%等量掺烧替代约需要2.59亿吨的生物质或绿氨燃料，如按照等热值掺烧替代需求量将超过3.2亿吨。我国农林等废弃物年产量虽然超过10亿吨，但生物质颗粒产量仅为*吨左右，要将分散的农林废弃物制成可供燃用的生物质颗粒，需要庞大完善的产业链供应链支撑保障。同时，2023年我国绿氨产量为*吨，主要用作化肥生产，煤电掺烧用量需要新增供给，按照2023年我国风电利用率97.3%、光伏发电利用率98%估算，2023年我国弃风弃光电量约300亿度，如按照合成1吨氨约需消耗5500度电计算，2023年弃风弃光电量约能支撑合成绿氨*吨，较需求量有较大差距，需要在新能源-绿氨-煤电产业链布局上统筹安排。

相关建议：一是加快掺烧技术升级突破。针对当前生物质、绿氨燃料在煤电机组掺烧中存在的相关技术难题，组建煤电企业- (略) 所联合攻坚团队，形成“研发-中试-应用-推广”无缝衔接，实现技术研发与推广应用齐头并进。同时，在国家资金项目支持下，加强混合燃烧特性基础研究，从制粉系统、生物质煤粉燃烧器、氨煤两相混配技术、掺烧比例在线检测等方面升级混燃技术。二是加大政策扶持激励力度。在煤电掺烧低碳化改造初期，受生物质燃料和绿氨产业链供应链不完善影响，燃用成本偏高的问题将在一定时期内存在，需要加大政策扶持力度，同时对配套的产业链和供应链行业同步进行扶持，为后期通过规模化发展实现降本增效奠定基础。如完善生物质掺烧碳排放的计算和抵扣，对燃料绿氨进行适当补贴，激发企业参与积极性。三是加快原料供应基地建设。要结合煤电机组改造进程，加快建设一批生物质燃料和绿氨供应基地来缓解原料供应不足不稳问题。生物质燃料主要是采用“企业+农户+基地”的供应链组织模式，突出企业的主导作用，强化基地建设在供应调节的作用。绿氨主要依托西北地区沙漠、戈壁、荒漠等大型风电光伏基地，通过建立区域氨能中心，配套煤电项目率先实施绿氨掺烧示范。